燃煤電廠的二氧化碳排放計算與影響分析

文_王正陽 福建龍凈環保股份有限公司

1 碳排放、碳配額與碳交易

對于納入全國或省級碳排放重點單位來說，每年需要核算本單位的碳排放總量和CCER量（核證自愿減排量）計算可以抵消的碳排放量；同時結合當年相關部門制定的碳配額計算方法，根據企業生產和經營情況獲得碳配額數據。若碳排放總量+CCER可抵消碳排放量大于碳配額，則需要到國家或省級碳交易市場上購入碳排放指標；最后到相關登記系統進行碳配額清繳。

2 燃煤電廠的碳排放計算分析

2.1 相關計算標準

關于燃煤電廠的碳排放計算，可以參考的標準和指南包括：①IPCC國家溫室氣體清單(2006)和IPCC-2019修正，第2卷：能源；②2011年，國家發展改革委《省級溫室氣體清單編制指南》；③2013年，中國發電企業溫室氣體排放核算方法與報告指南；④2019年，發電行業重點排放單位（含自備電廠、熱電聯產）二氧化碳排放配額分配實施方案；⑤2021年，生態環境部—《企業溫室氣體排放核算方法與報告指南—發電設施》。

2.2 相關計算過程

發電企業的二氧化碳排放主要包括三個部分：①化石燃料燃燒排放量E燃燒；②脫硫過程排放量E脫硫；③凈購入使用的電力排放量E外購電。

（1）化石燃料燃燒排放量E燃燒

式中ADi-第i種化石燃料活動水平（熱值，TJ）；以燃煤電廠為例，其中納入企業化石燃料燃燒排放的包括燃煤、啟動及穩燃用油（氣）、移動源用油等。

E

Fi-第i種化石燃料的排放因子（tCO2/TJ）。

FCi-第i種化石燃料的消耗量（t或10Nm3）；

NCVi-第i種化石燃料的平均低位發熱值（kJ/kg或kJ/Nm3）。

CCi-第i種化石燃料的單位熱值含碳量(t碳/TJ)；

OFi-第i種化石燃料的碳氧化率（%）。

對于燃煤來說，碳轉化率OF煤（%）為：

式中G渣-與耗煤同時間段統計的爐渣產量（t）；

(2)脫硫過程排放量E脫硫

脫硫過程若以碳酸鹽為脫硫劑，會產生二氧化碳排放：

式中CALk-第k種脫硫劑中碳酸鹽消耗量（噸），脫硫劑中碳酸鹽含量取缺省值90%。

EFk-第k種脫硫劑中碳酸鹽的排放因子（tCO2/t）

式中EFk,t-完全轉化時脫硫過程的排放因子（tCO2/t）。

(3)外購電折算排放量E外購電

式中AD電-企業的凈購入電量（MWh）；

區域電網年平均供電排放因子各省差異很大，北京按照0.604 tCO2/MWh，一般有兩臺套機組以上的燃煤電廠因可以互為備用而不需要外購電。

2.3 1臺660MW燃煤機組的碳排放計算分析

現就1臺660MW超臨界機組的二氧化碳排放量進行計算。該機組燃用一般煙煤（低位發熱量18271kJ/kg），碳轉化率按照98.3%，年有效利用小時數為4500h，年發電量約29.7億kWh，平均負荷率約65%，平均廠用電率約5.3%，采用石灰石-石膏濕法脫硫煙氣處理工藝。

燃煤機組主要的二氧化碳排放量來自煤的燃燒，占了總排放量的98.5%。故只考慮機組化石燃料燃燒產生的二氧化碳排放，同時對于煤燃燒過程的碳轉化率，不考慮具體煤種統一為99%。

本文結合相關資料，推薦采用如下簡易算法：

計算出該機組平均負荷（65%）下的供電煤耗約為304.7g/kWh，除去廠用電的年供電量為281259萬kWh，則年總二氧化碳排放量為2470977t。

3 碳排放與碳交易對企業的影響分析

燃煤電廠在煤質相近的情況下對電廠碳排放影響最大的就是機組效率，根據現有碳配額分配方案《2019-2020年全國碳排放權交易配額總量設定與分配實施方案 （發電行業）》：

機組配額總量Ae=供電基準值×實際供電量×修正系數+供熱基準值×實際供熱量

對于純凝機組來說，機組供電碳配額Ae為：

式中Ae-機組供電量，單位：MWh；

Be-機組所屬類別的供電基準值，單位：tCO2/MWh；

Fl-機組冷卻方式修正系數，如果凝汽器的冷卻方式是水冷，則機組冷卻方式修正系數為1；如果凝汽器的冷卻方式是空冷，則機組冷卻方式修正系數為1.05；

Fr-機組供熱量修正系數，燃煤機組供熱量修正系數為1-0.22×供熱比；

Ff-機組負荷（出力）系數修正系數，75%負荷以下為1.015（16-20F），F為負荷率。

以下就1臺660MW超臨界機組和2臺330MW亞臨界機組進行比較，均為濕冷、純凝機組，無供熱。在碳配額方面，由于均為300MW等級以上燃煤機組，其供電基準值一致。從表1可以看出，在負荷率一致的情況下二者的碳配額僅因為廠用電率而略有差異。而在碳排放方面，2臺330MW亞臨界機組因為效率低、煤耗高而導致二氧化碳排放量高。對比分配的碳配額，660MW機組有100585t的碳配額可供出售，而2臺330MW亞臨界機組則需要從碳交易市場上購入239667t的碳配額。因此除了本身機組運行成本差異外，中小機組的運行還進一步增加了碳排放的成本，在發電市場的競爭力進一步下降。而大型機組則獲得更多的效益，這有利于市場優勝劣汰的加速。

表1 1臺660MW機組和2臺330MW機組的碳排放與碳交易比較

4 燃煤電廠常規碳排放控制技術

除了提高機組參數與發電效率，例如上大壓小，采用超超臨界機組，二次再熱等以外，其他現有機組的具體降碳措施包括：①爐前控制，主要為煤質改善，即煤中C含量越少，H含量越高，則二氧化碳排放越少；②生物質能源作為可再生能源，其燃燒不納入碳排放量計算，可以通過鍋爐改造以適應更多的生物質能源替代煤燃燒，還可以進一步參與CCER（核證自愿減排量）抵消電廠的一部分碳排放量（目前規定不超過配額的5%）③熱力系統升級：汽輪機通流改造，冷端優化、回熱系統改造等；④提高鍋爐效率：制粉系統改造、燃燒系統改造、控制設備漏風；⑤降低廠用電率：三大風機變頻改造、降低煙風系統阻力；⑥其他：無油點火技術、控制系統優化、煙氣余熱利用等。

5 結語

1臺660MW機組的燃煤碳排放占了機組總碳排放的98%以上。對1臺660MW機組和2臺330MW機組的碳配額與碳排放計算可知，中小機組在火力發電市場將越來越缺少競爭力。